El Acuerdo Definitivo de Desarrollo rubricado por YPF, Eni y XRG marca la integración formal de las tres empresas al plan exportador de gas desde la costa de Río Negro.
Hasta ahora había un anuncio preliminar de integración del gigante emiratí, y esa es la principal diferencia. El brazo inversor de ADNOC queda integrado formalmente a la estructura. Es uno de los pasos que trazarán el camino del proyecto este año y que debería culminar con la salida al mercado para la búsqueda de financiamiento. En YPF lo fijan para algún momento del 2026.
En términos financieros, el consorcio trabaja en el armado de un esquema en el que la toma de crédito podría cubrir una porción mayoritaria del paquete total. Tal como se viene informando, el desarrollo demandaría una inversión inicial del orden de US$ 25.000 millones, con predominio de capital internacional, y con un rol central de los socios como offtakers para apuntalar el acceso al crédito externo. ExxonMobil sería uno de los compradores del gas licuado, tal como se anticipó meses atrás.
“Ahora somos socios fundadores en pie de igualdad. Es lo que implica el acuerdo de esta semana”, sostuvieron fuentes allegadas al plan al ser consultadas.
Quedan otros pasos previos en este proyecto, que hoy busca salir al mercado mundial con 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL, o LNG por sus sigla en inglés).
El RIGI, ingeniería y salida al mercado
Otro mojón dentro del plan será el ingreso del plan exportador a las condiciones que establece el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Las compañías buscan la integración dentro de este andamiaje de beneficios fiscales para aspectos que van desde cientos de pozos, un gasoducto de 48 pulgadas de diámetro y 526 kilómetros de extensión, un poliducto y una planta de fraccionamiento.
Si se toma como base el plan de 12 MTPA, se requerirán entre US$ 16.000 y 17.000 millones para infraestructura, oleoductos, gasoductos y puerto, y entre US$ 10.000 y 12.000 millones en el upstream. Esto para una exportación equivalente a unos 50 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d).
De forma adicional, esos volúmenes implican una producción de 100.000 barriles de petróleo por día, asociados al gas, lo que requerirá infraestructura adicional para su evacuación.
A precios normales de energía, se generarían unos US$ 10.000 millones por año en exportaciones durante 20 años.
Esta semana, Horacio Marín, en declaraciones públicas, habló de un proyecto de 18 MTPA. Es decir, de sumar otros 6 MTPA, como originalmente se preveía. Todavía no se descarta el ingreso de otro jugador, para que aporte volumen económico para seguir escalando todo el plan.
Shell era una de las gigantes que iba a ocupar ese rol, pero postergó su ingreso sin descartarlo del todo. Es lo que siguen sosteniendo los principales referentes de la firma, que acaba de inaugurar una planta de procesamiento de hidrocarburos en su bloque Bajada de Añelo.
En el plano netamente político, el plan tuvo un espaldarazo político esta semana en Río Negro: el gobernador Alberto Weretilneck envió a la Legislatura provincial una ley para convalidar el proyecto. Un paso para plasmar el aval y la seguridad institucional y jurídica de una provincia que busca constituirse en estratégica para la producción de Vaca Muerta desde Neuquén. De hecho, Río Negro también avanza, a otra escala, con su producción, con planes propios que ya le dan rédito, en la lengua de Vaca Muerta que atraviesa su territorio. El VMOS es esa otra pata que la convierte en determinante para el transporte de hidrocarburos del país.
El paso previo al acuerdo de esta semana había estado signado por una operación de carácter central para el upstream de todo el plan: YPF adquirió la participación que Pluspetrol mantenía en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, tres áreas consideradas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG.
El empleo y el giro gasífero
La escala del upstream que exige Argentina LNG es inédita: en una primera etapa se estima la perforación de alrededor de 800 pozos, un volumen que obliga a sostener durante años un ritmo alto de equipos, tuberías, logística y servicios especiales.
El desafío no es solo técnico. Implica coordinar proveedores, seguridad y una demanda intensa de mano de obra calificada. En ese contexto, esta semana hubo un avance significativo con el inicio de las inscripciones en el Instituto Vaca Muerta (IVM), que busca formar unos 3.000 técnicos por año para que puedan trabajar en la industria del no convencional.